- •Источники пл. Энергии и режимы.
- •Объект разработки. Выделение экспл-ых объектов
- •Объект разработки. Система разработки. Cистемы разработки многопластовых месторождений.
- •Существуют 3 системы разработки многопластовогом/р
- •Неоднородность пл. Виды. Методы изучения
- •Задачи и методы моделирования проц. Разраб. М/р
- •Математические модели процесса разработки нефтяных месторождений. Модели процессов извлечения нефти(фильтрационные модели)
- •Характеристика методик расчета технологических показателей разработки месторождений.
- •Технологические расчеты при упругом режиме
- •Технологические режимы при режиме растворенного газа
- •Технологические расчеты при водонапорном режиме методом эквивалентных сопротивлений.
- •Технологический расчёт при поршневом вытеснении в однородном пласте
- •Классификация статистических методов моделирования процесса разработки мест.
- •Статистические методы взаимосвязи технологических показателей
- •Особенности разработки залежей неньютоновских нефтей
- •Особенности проектирования процесса разработки нефтяной залежи при неизотермических условиях фильтрации
- •Особенности разработки двухфазных залежей. Типы залежей, системы разработки, технологии разработки.
- •Особенности технологических расчетов разработки 2-х фазных залежей
- •Классификация скважин по профилю. Особенности применения горизонтальных скважин при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.
- •Основные принципы геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и газонефтяных месторождений
- •Особенности методики анализа текущего состояния разработки, выполняемые при составлении проектных технологических документов и авторском надзоре за их реализацией.
- •Задачи анализа текущего состояния разработки месторождения. Характеристика системы воздействия на пласт. Характеристика энергетического состояния месторождения.
- •Задачи анализа текущего состояния разработки месторождения. Динамика обводнения залежи.
Классификация статистических методов моделирования процесса разработки мест.
Статистические методы моделирования базируются на статистических данных предшествующей разработки месторождений. Изучая фактические закономерности развития процесса в залежи за прошедший период (ретроспективу), они позволяют оперативно без больших затрат времени и труда сформулировать заключение о предстоящем развитии основных технологических показателей разработки (перспективу).
Статистическое прогнозирование становится важным разделом теории проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений, особенно на поздней стадии. В нефтепромысловой практике в основном проводится прогноз текущей и накопленной добычи нефти и жидкости, обводненности продукции и коэффициента нефтеотдачи, а также определение начальных извлекаемых запасов нефти.
Статистические методы прогноза можно разделить на три группы:
основанные на выявлении закономерностей, полученных в результате анализа фактических данных по одним месторождениям, и на прогнозировании показателей разработки по новым, другим, в некоторой степени аналогичным месторождениям (методы экстраполяции на другие месторождения);
основанные на исследовании заводненных зон пласта (объемные методы);
использующие зависимость одних технологических показателей от других (методы взаимосвязи технологических показателей).
Статистические методы взаимосвязи технологических показателей
Третья группа методов, использующих зависимость одних технологических показателей от других, является основной в настоящее время. Из этой группы можно выделить две подгруппы применительно к режимам истощения и водонапорному режиму. В первом случае применительно к режиму истощения для прогнозирования ожидаемой добычи нефти строят графики разработки за последние 3—5 лет. При этом если число добывающих скважин за указанный период не изменяется, то учитывают добычу нефти в целом по залежи. Обычно общая добыча нефти по залежи существенно зависит от числа работающих скважин, которое меняется в связи с выводом новых скважин из бурения, отключения обводнившихся, проведения ремонтов, поэтому для прогнозирования строят графики изменения дебита qна отработанные скважино-сутки во времени Затем к фактическому графику подбирается эмпирическая формула, например:
где a, b, c, f— постоянные коэффициенты, определяемые статистической обработкой фактических данных.
Следует отметить, что формула (4.2) при f=1 была теоретически выведена Л. С. Лейбензоном. Формулы (4.2), (4.3) и (4.6) описывают случаи так называемого гармонического (b=1, с=1), гиперболического (l≥c≥O) и одинакового процентного (показательного) уменьшения дебита. Для оценки степени точности подобранного уравнения вычисляют коэффициент корреляции при прямолинейной зависимости и корреляционное отношение— при криволинейной. Перед обработкой обычно по возможности зависимости выравниваются. Значение коэффициента корреляции г(корреляционного отношения) может меняться от 0 до ±1. При г=1 корреляционная зависимость превращается в точную функциональную зависимость, а при г = 0 корреляционной связи между исследуемыми параметрами не существует. Принято считать, что при г=0,5 сходимость результатов удовлетворительна, при
г = 0,7 — хорошая, при г>0,7 — высокая. Для нисходящих кривых коэффициент корреляции имеет знак минус, для восходящих — плюс. Установив значения коэффициентов и определив степень точности уравнения, определяют ожидаемую добычу, задаваясь временем в подобранном уравнении. Упреждение прогноза (участок экстраполяции) не должно превосходить, как правило, половины фактического интервала.
Для прогнозирования накопленной добычи нефти VHпредложено использовать зависимости:
Где tiи tj— периоды разработки.
Из уравнения (4.9) следует, что при t→∞ величинаа характеризует максимальную накопленную добычу нефти, т. е. начальные извлекаемые запасы нефти.